Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Вступ

Протягом останнього десятиріччя нафтогазова промисловість України перебуває у затяжній глибокій кризі, одним із проявів якої є сповільнення, а в окремих випадках цілковите призупинення модернізації і реконструкції об'єктів нафтогазового комплексу, удосконалення технологічних процесів у сфері пошуку родовищ, видобутку, транспортування, переробки і розподілу нафти і газу. Недостатньо оперативно і виважено здійснюються процеси реструктуризації галузі і реформування системи керування нею.

Ці чинники у своїй сукупності і взаємопов'язаності значною впливають на ефективність виробничих процесів. І відносна стабілізація показників видобутку та транспортування нафти і газу у 1994-2005р. Не є результатом корінних змін у науково-технічній політиці галузі, а скоріше про інтенсивне використання сировинної бази, виробничих потужностей, інтелектуального потенціалу галузі, які було створено у попередні десятиріччя.

Яскравим свідченням цього є той факт, що у продовж останніх шести років видобуток нафти і газу в Україні значно перевищує прирости їх запасів, що свідчить про неспроможність геологорозвідувальних підприємств здійснити просте відтворення сировинної бази нафтогазовидобувної промисловості .Така ситуація створилася не лише через відсутність достатніх коштів, а й через недосконалість самої системи фінансування геологорозвідувальних робіт, застарілість методів і технічних засобів геофізичних досліджень надр ,істотне відставання від сучасних зразків техніки і технології буріння свердловини. Аналіз залишкових розвіданих запасів доводить, що близько 60% їх належить до, так званих, важко видобувних, що знаходяться у низькопроникних колекторах, у водоплаваючих та під газових покладах, у нафтових облямівках покладів, у родовищах високов'язких нафт тощо. Це зумовлює низькі темпи відбору нафти і газу від початкових запасів. Тому інтенсифікація видобутку нафти і газу є важливою складовою комплексу заходів, що забезпечують компенсацію природного зниження видобутку. Широкомасштабне застосування прогресивних методів інтенсифікації (потужні гідро розриви пластів, різні види комбінованих впливів на при вибійну зону і т.п.) може забезпечити зростання видобутку з існуючих свердловин на 3-5%. У зв'язку з цим збільшення масштабів застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу буде залишатися стратегічним напрямком програми розвитку НАК “Нафтобаз України”.

Значний резерв видобутку нафти і конденсату з уже відкритих родовищ пов'язаний з впровадженням сучасних методів підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів і гідродинамічних, фізико-хімічних і теплових методів впливу на продуктивні пласти. Адже тільки залишкові запаси нафти промислових категорій в уже відкритих родовищах України після завершення їх розробки звичними методами оцінюються в 806 млн.т. ВАТ ”Укрнафта” і ДК ”Укргазвидобування” мають певний досвід ефективного впровадження таких методів. Згідно з оцінкою ВАТ “Український нафтогазовий інститут“ тільки на родовищах ВАТ “Укрнафта” за рахунок впровадження, так званих, удосконалених вторинних і третинних технологій вилучення нафти можна додатково видобути близько 10 млн.т.нафти. Правда , собівартість нафти, видобутої за рахунок третинних технологій висока. Їх впровадження буде істотно залежати від рівня світових цін на нафту. Від рівня ціни на газ і конденсат істотно залежатимуть і обсяги впровадження технологій розробки газоконденсатних родовищ підтриманням пластових тисків. Впровадження цих технологій в практику розробки родовищ нафти і газу є одним з пріоритетних напрямів роботи видобувних підприємств Компанії. Серйозним резервом для подальшого розвитку видобутку нафти і газу є ще нерозвідані запаси нафти і газу, які зосереджені на великих глибинах Дніпровсько-Донецької западини та Передкарпатського прогину, а також на відносно малих глибинах у надрах Азово-Чорноморського шельфу та перспективної Волино-Подільської нафтогазоносної області. Карпатському регіоні, на початку минулого століття були відкриті перші газові родовища промислового значення та побудовані трубопроводи для подачі газу місцевим споживачам. З відкриттям першого на території України Дашавського газового родовища у 1924 році. Було побудовано газопровід до м. Стрий.

Відкриття у Прикарпатті родовищ зі значними запасами газу зумовило будівництво першого в Україні магістрального газопроводу “Дашава-Київ” довжиною 512км. У 1948р. газопровід був введений в експлуатацію, і міста Тернопіль та Київ першими отримали високоефективне і зручне паливо - природний газ. Це був найпотужніший на той час на Європейському континенті газопровід, пропускна здатність якого становила близько 2 млрд. м3 на рік. У 1951 році газопровід було продовжено через Брянськ до Москви, з цього часу український газ став постачатись до Російської Федерації.

Відкриття унікального Шебелинського газоконденсатного родовища у східному регіоні України стало базою для будівництва нових магістральних газопроводів, швидкого зростання видобутку та споживання газу в Україні. У середині 50-х років починається будівництво таких магістральних газопроводів, як “Дашава-Мінськ”, “Шебелинка-Дніпропетровськ-Одеса”, “Шебелинка-Брянськ” та інших.

У 1966 р. Мінгазпромом СРСР у Києві створюється виробниче управління (пізніше об'єднання) “Укргазпром”, яке об'єднує всі газовидобувні, а згодом газотранспортні, бурові та інші підприємства газової промисловості України.

Найбільш високі темпи будівництва газотранспортної системи припадають на 60-70 рр. минулого століття. Після введення в експлуатацію в 1967 р. магістрального газопроводу “Борислав - Ужгород - Державний кордон” розпочалась подача спочатку українського, а потім російського природного газу до країн Центральної та Західної Європи (у 1967 р. - до Чехословаччини, 1968 р. - до Австрії). Це стало початком функціонування найбільшого до сьогоднішнього часу коридора з транзиту російського газу, а Україна стала однією з найбільших транзитних країн світу.

У 1970 р. видобуток газу в Україні вже становив 60,9 млрд.м3, а споживання - 49,6 млрд.м3, сумарний експорт газу до країн Центральної і Західної Європи - 3,3 млрд.м3. Цього ж року вводиться в експлуатацію великий магістральний газопровід “Київ - Захід України”. Загальна довжина газопроводів України досягла 11,5 тис.км.

У 1973 р. споруджуються магістральні газопроводи “Шебелинка - Диканька - Київ”, друга нитка газопроводу “Київ - Захід України”, розпочинається експорт газу до Німеччини. Наступного, 1974 р. стає до ладу друга нитка магістрального газопроводу “Борислав - Ужгород - Державний кордон” діаметром 1400 мм, розпочинається експорт газу до Італії, а також до Болгарії по новозбудованому газопроводу “Тирасполь - Ізмаїл”.

У 1975 р. стають до ладу магістральні газопроводи “Шебелинка - Дніпропетровськ - Кривий Ріг - Ізмаїл”, другі нитки магістралей “Острогозьк-Шебелинка” та “Шебелинка - Харків”, розпочинається експорт газу до Угорщини. У 1976 р. вводяться газопроводи “Івацевичі - Борислав” (друга нитка) та “Херсон - Крим”, розпочинається експорт газу до Франції. Газотранспортна система України все більше виконує роль транзитної системи. На 1975 - 1976 рр. припадає і найвищий рівень видобутку газу в Україні (68,7 млрд.м3 на рік).

У 1978 році вводиться в експлуатацію трансконтинентальний магістральний газопровід “Союз” (“Оренбург - Західний кордон СРСР”) діаметром 1400 мм на робочий тиск 7,5 МПа, який поклав початок спорудженню газопроводів річною продуктивністю 30 -32 млрд.м3. розпочинається експорт газу до Югославії. Наступного року вводяться в експлуатацію третя нитка газопроводу “Івацевичі - Борислав” та трубопровід “Богородчани - Борислав”, розпочинається експорт газу до Румунії.

У 80-х роках продовжується інтенсивне будівництво газопроводів та інших об'єктів газотранспортної мережі. Так, у 1982 р. вводиться в експлуатацію газопровід “Єлець - Курськ - Київ”. Наступного, 1983 р., стають до ладу одне з найбільших підземних газосховищ Більче - Волиця, а також магістральні газопроводи “Уренгой - Помари - Ужгород” та “Новопсковськ - Шебелинка”. Через два роки вводяться газопроводи “Єлець- Курськ - Диканька” та “Більче - Волиця - Борислав”, у 1986 р. - “Кременчук - Ананьїв” та “Ананьїв - Тирасполь - Ізмаїл”, у 1987 р. - “Єлець - Кременчук- Кривий Ріг”, “Курськ - Київ”, “Новопсков - Шебелинка”, у 1988 р. - “Прогрес” та “Ананьїв - Чернівці - Богородчани”. В цьому ж році розпочинається експорт радянського газу до Туреччини та Швейцарії.

У 1990р. видобуток газу в Україні зменшується до 28,1 млрд.м3, а споживання досягає максимального рівня - 118,8 млрд.м3. Загальна довжина газопроводів України становить уже 30,6 тис.км, а обсяг транзиту газу до країн Європи - 104,2 млрд.м3. Уже 1992р. в умовах незалежності Україна завершує з такими показниками: видобуток - 20,9 млрд.м3, споживання - 113,4 млрд.м3, дефіцит газу становить 92,5 млрд.м3.

На сьогодні до складу газотранспортної системи України входить 37,5 тис.км газопроводів, 13 підземних сховищ газу, розвинена мережа газовимірювальних та газорозподільних станцій. В управлінні ДК “Укртрансгаз” перебувають 36,5 тис.км магістральних газопроводів та газопроводів - відводів, 71 компресорна станція загальною потужністю 5380МВт, 12 підземних сховищ газу, 1392 газорозподільних станцій, мережа АГНКС, газовимірювальних станцій та ряд інших об'єктів.

1. Коротка геологічна характеристика

Бориславське нафтове родовище розташоване в районі міста Борислава Львівської області. У тектонічному відношенні - в межах Скибової зони Карпат, Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

Перші згадки про нафту у Бориславі відносяться до 1805 р. Значні нафтопрояви на даній поверхні в ратощенських і попельницьких відкладів Бориславської глибинної складки дозволили розпочати розробку родовища криницями, а згодом неглибокими свердло винами. Розбурювання родовища глибокими свердловинами розпочато у 1886 році. Основний нафтовий горизонт родовища - бориславський пісковик відкритий у 1897 р.

Промислові поклади нафти встановлені на дев'яти структурних елементах: Бориславській та Південно-Бориславській глибинних складках, Бориславському піднасуві, Попельській та Нижньо-Попельській складках. У Скибовій зоні розвідані нафтові поклади на ділянках: Міріам, Теміда, МЕП, Мразниці Попельсько-Бориславського і Бориславського блоків.

Основним об'єктом розробки є Бориславська глибинна складка, де зосереджено 90% запасів нафти.

Вперше запаси нафти Бориславської глибинної складки і насуву (ділянка Міріам) були затверджені ДКЗ 27.05.1950р. і 27.04.1951р. У 1959р. ДКЗ затвердила запаси нафти Бориславської глибинної складки, Піднасуву і ділянок Насуву (МЕП та Міріам). У 1969р. ДКЗ прийняла на баланс запаси нафти та газу Попельської та Нижньо-Попельської складок.

В геологічній будові родовища приймають участь крейдові, палеогенові і неогенові відклади, які належать до Скибової зони Капат, Бориславсько-Покутської (І, ІІ і ІІІ яруси антиклінальних структур) та Самбірської зон Передкарпатського прогину.Структурно-тектонічна одиниця Бориславсько-Покутської зони в Бориславському нафтопромисловому районі складена флішовими крейдо-палеогеновими та пропластами неогенових відкладів.

2. Техніко-технологічний розділ

2.1 Характеристика фонду свердловини

На 1.10 2005 р. фонд нафтових свердловин - 36. Середній дебіт нафти по родовищу 1,77 тон/добу, рідини 3,7 м/добу.

Газовий фактор з 14 м/тн. Дебіт нафти по 13 свердловинах складає 0,2-1 тон/добу, а по 23 свердловинах від 1-5 тн/добу.

На основі аналізу роботи свердловини встановлено, що за останні місяці по свердловині 9 Спас. Максимальне зниження видобутку нафти з 4 т/добу до 2,6 т/добу. Тому рекомендуємо провести технологію термохімічного впливу на привибійну зону продуктивного розрізу з метою відновлення і підвищення її продуктивності.

2.2 Характеристика продукції свердловини

В результаті аналізу фонду нафтових свердловин та за результатами гідродинамічних досліджень були визначені такі свердловини для проведення процесу термохімічного впливу на привибійну зону пласта: № 9 Спаського родовища. На кожну з цих свердловин були складені плани проведення технологічного процесу (див. додаток), які були затверджені головним інженером та Головним геологом НГВУ "Бориславнафтогаз".

Обробка свердловини здійснювалась за таким типовим планом:

2.3 Конструкція свердловини і аналіз її роботи

З дебітом 177 м3/д введена під нагнітання в липні 1979 р. свердловина №9. Протягом всього періоду роботи свердловина характеризувалась відносно стабільною дебітом - 50-90 м3/д. В окремі місяці після промивки вибою і проведення ТКО дебіт свердловини збільшився до 177-185 м3/д (1986, 1988, 1989 рр.). За період 1990-1992 р. дебіт свердловини змінювався від 60 до 105 м3/д при тиску нагнітання 19,2 МПа. Середньорічна дебітом свердловини в 1993-1997 роках коливалась в межах 52-74 м3/д, в 1998-2001 роках - 24-37 м3/д, а за перше півріччя 2002 р. середня величина дебіту становить 42 м3/д.

Термометричні дослідження показали, що заводнення охоплені, в основному, 1-5 пласти. Шостий пласт практично постійно перекритий грязьовою пробкою, яка за розмірами 30,08,1990 р. відбита на глибині 3771 м, а за замірами 17.12.1994 р. зросла до 3730 м (підошва ямненських відкладів 3785 м). з 16.11.1995 р. до 17.01.1996 р. у свердловині проведено роботи з очистки стовбура від грязьової пробки (промито пробку з глибини 3727 до 3764 м. величина закритого пробкою інтервалу перфорації дорівнює 21 м, а це становить 18% від загального інтервалу перфорації.

В зв'язку з тим, що в останні місяці дебітом свердловини №9 Спаського родовища різко зменшилась проектом пропоную провести термо-кислотну обробку.

2.4 Ефективність проведення ТКО на родовищі

Ефективність проведення термокислотної обробки на родовищі оцінюють по наступних даних, які визначають параметри в пласті до і після здійснення ТКО: дебіту, коефіцієнту продуктивності свердловини.

Беручи до уваги проведення термокислотної обробки на свердловину №24- Попелівського родовища видно, що в наслідок проведення ТКО дебіт свердловини зріс у два рази.

2.5 Вихідні дані для проектування

Глибина свердловини Н, м 2420.

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони D, мм 125.

Інтервал перфорації , м 2398-2364.

Ефективна товщина пласта heф, м 12.

Глибина зумпфа hз, м 22.

Абсолютний пластовий тиск Рпл, 25 Мпа 13,4.

Карбонатність порід ka, % 4.

Проникність порід kп , мкм2 6,810-6.

Дебіт свердловини до ТКО Q1 т/добу 6,7.

Густина нафти 859,2.

Коефіцієнт збільшення дебіту свердловин після ТКО, % 2,1.

Час роботи свердловини з підвищеним дебітом після ТКО t, діб 730.

2.7 Вибір кислоти, концентрації кислотного розчину і норми його витрат

Для ТКО нагнітальної свердловини №9 Спаського родовища слід використовувати 12% розчину HCl тому що продуктивний пласт не високо проникний. Норму витрат розчину вибираємо в залежності від хімічного складу породи і фізичних властивостей пласта і кількості попередніх обробок.

Об'єм закачки соляно кислотного розчину 1,3 м3 на 1м товщини пласта, оскільки ТКО в даній свердловині проводиться не вперше.

Найбільш прийнятною для обробок (за вмістом сірчистого ангідриту SO3 синтетична соляна кислота).

Характеристика товарних соляних кислот.

Для проведення ТКО вибираємо технічну синтетичну соляну кислоту, в якій міститься:

- 31% НСІ.

- 0,02% Fe.

- 0.005% SO3.

Концентрація товарної соляної кислоти становить Хк=31%, а оптимальна концентрація НСІ в розчині рівна Хр=15%.

Для обробки мало проникливих порід витрата соляно - кислотного розчину складає 0,4-0,6 м3/м на один метр товщини пласта. Отже норму витрати приймають N=0,6м3/м.

2.8 Розрахунок кількості товарної кислоти, хімреагентів і води

Потрібний об'єм кислотного розчину для обробки ПЗП визначаємо за формулою:

Wp=N he , м3, (2.1)

де N - норма витрати солянокислотного розчину м3/м. he - ефективна товщина пласта, м.

Wp=0,6•12 =7,2 м3

Кількість концентрованої товарної кислоти для приготування солянокислотного розчину прийнятої концентрації визначаємо за формулою:

(2.2)

де Хр - концентрація соляно-кислотного розчину, %-15; Хк - концентрація товарної соляної кислоти, %-31;

Потрібна кількість інгібітора для зменшення корозійної дії кислоти на металеве обладнання визначаємо за формулою:

(2.3)

де bі - добавка інгібітора до соляно-кислотного розчину, %;

Потрібна кількість оцтової кислоти для запобігання випадання із соляно-кислотного розчину солей , заліза які містяться в ньому, визначаємо за формулою:

(2.4)

де bo.к. - добавка оцтової кислоти до об'єму розчину, %; С - концентрація оцтової кислоти, % (С=80%);

Кількість плавикової кислоти (НF) для розчинення кремнистих з'єднання які містять у породі (силікатів і цементної кірки), і для стабілізації гелю кремнієвої кислоти, який утворюється при цьому, визначаємо за формулою:

(2.5)

де bп.к - добавка плавикової кислоти до об'єму солянокислотного розчину ,% (вп.к= 4-6%), приймаємо вп.к = 5 %; m - концентрація плавикової кислоти , % (m = 60%);

Кількість хлористого барію для нейтралізації чистого ангідриду (SO3) , який міститься в товарній соляній кислоті, з метою запобігання утворення гіпсу визначається за формулою:

 (2.6)

де а - вміст SO3 в товарній соляній кислоті, % а=0,005%, Рх.б = 4000 кг /м3 - густина хлористого барію; Хр - концентрація розчину HCl, %; Хк. - концентрація товарної соляної кислоти, %;

Знак “мінус”, означає що до кислотного розчину добавляти хлористий барій не потрібно.

Кількість інтенсифікатора для пониження поверхневого натягу на контакті “відпрацьована кислота - порода” і полегшення виносу з пласта продуктів реакції визначаємо за формулою:

(2.7)

де bін - добавка інтинсифікатора, %

Сумарний об'єм добавок визначається за формулою:

Q= Qi + Qо.к. + Qп.к. + Qх.б. + Qін., м3, (2.8)

Q =0,00072+0,135+0,18+0,0144=0,33012 м3

Потрібна кількість води для приготування соляно-кислотного розчину прийнятої концентрації визначається за формулою:

Wв =Wр-Wк-Q, м3 (2.9)

Wв = 7,2-3,2-0, 0,33012 =3, 66988 м3

Так, як в свердловині є зумпф , то для зменшення витрат кислоти його потрібно ізолювати блакитним розчином хлористого кальцію .

Потрібна кількість хлористого кальцію для ізоляції зумфа визначається за формулою:

Vх.к.= 0,785 D2 h3, м3, (2.10.)

де D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони в зоні зумфа, м; h3 - глибина зумфа, м.

Vх.к.=0,785 0,1252 22 = 0,27 м3.

Потрібна кількість сухого хлористого кальцію і води для приготування бланкетного розчину хлористого кальцію з густиною 1200 кг/м3 визначається за формулами:

М х.к.=540 Vх.к, кг , (2.11)

М х.к.=540 0,27 = 145, 8 кг

Vв = 0,66 Vх.к, м3, (2.12)

Vв = 0,66 0,27 = 0,1782 м3 .

2.9 Вибір обладнання для проведення ТКО

Для транспортування розчину кислоти і нагнітання у свердловину соляно-кислотного розчину вибирається з технічної характеристики, яка приведена в (1 ст.200) установку типу УНЦ-1-160-500К.

Табл. 1

Включена передача	Число подвійних ходів в хв.	Подача, дм3/с тиск, МПа при діаметрі змінних плунжерів
		100	120
N=141,5 кВт, n=1600хв-1
І	Непрацююча
ІІ	49,3	2,4150	3,5/34,5
ІІІ	94	4,6/26	6,6/18,3
IV	143	7/17,1	10,1/11,9
V	215	10,5/11,3	15,2/7,9

Для більш ефективного протиснення кислотного розчину у пласт вибираємо V швидкість агрегату на 120 мм втулках з подачею 15,2·10-3 мі/с і тиском 7,9 МПа.

Для транспортування необхідної кількості кислотного розчину до свердловини об'ємом 7,2 мі вибираю з технічної характеристики, яка приведена в (1 ст.201) причеп до УНЦ-1_160-500К ПЦК-6.

Технічна характеристика ПЦК - 6.

Об'єм цистерни - 6 м3.

Діаметр наливного трубопроводу - 100 мм.

Габаритні розміри, мм 7696х2500х2950;

Масса причепа - 4593 кг.

Для проведення обробок вибираємо труби , які застосовуються в процесі експлуатації , тобто d =73 мм з висадженими назовні кінцями, які є в даної свердловини.

Гирло свердловину в процесі обробки обладнюється арматурою 2АУ-700.

2.10 Розрахунок процесу нагнітання

Для затискування кислотного розчину в пласт потрібно створити на вибої свердловини тиск 3-5 МПа більший від пластового.

Тоді потрібний тиск на вибої визначають за формулою:

Рвиб = Ппл + (3-5) = 13,4 +4,4 = 17,8 МПа.

Тоді потрібний тиск на вибої становить 17,8 МПа.

Виходячи із цього тиску, можна визначити потрібний тиск на насосі кислотного агрегату за формулою:

Рн = Рвиб - (Н - h1 - h2 ) q 10-6 , МПа, (2.14)

Рн =17,8-(2420-3,7-752)10009,8110-6 =1,5МПа

де Н - глибина свердловини, м.; h1 - втрати напору на тертя при русі протискуючої рідини в нагнітальній лінії; h2 - втрати напору на тертя при русі протискуючої рідини в насосно - компресорних трубах, м; - густина вибраної протискуючої рідини, кг/м3; q - прискорення земного тяжіння , м/с2.

Втрати напору на тертя в нагнітальній лінії визначається за формулою:

(2.15)

де - коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в нагнітальній лінії; L - довжина нагнітальної лінії, м. (приймається з врахуванням вимог техніки безпеки до розміщення агрегатів при проведені ТКО); d - внутрішній діаметр нагнітальної лінії, м. (береться з технічної характеристики вибраних кислотних агрегатів); V - швидкість руху притискуючої рідини в нагнітальній лінії, м/с.

Швидкість руху рідини в нагнітальній лінії визначається за формулою:

(2.16)

де q - продуктивність кислотного агрегату, м3/с.

Число Рейнольдса визначаємо за формулою:

(2.17)

де - кінематична в'язкість протискуючої рідини м2/с.

Отже, Rе > 2320 ,то коефіцієнт гідравлічного опору визначається за формулою:

(2.18)

Втрати напору на тертя в насосно-компресорних трубах визначається за формулою:

(2.19)

де л2 - коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в насосно-компресорних трубах; dв. - внутрішній діаметр вибраних НКТ, м; V2 - швидкість руху рідини в НКТ , м/с.

Швидкість руху рідини в насосно - компресорних трубах визначається за формулою:

(2.20)

де dв - внутрішній діаметр насосно - компресорних труб, м.

(2.21)

(2.22)

2.11 План обробки

Перед закачкою солянокислотного розчину в свердловині проводять промивку для очистки вибою свердловини від піску бруду і продуктів корозії.

Потрібний об'єм води для здійснення промивки визначається за формулою:

Vв= 1,2 0,785 D2 H, м3, (2.23)

де D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; H - глибина свердловини до підошви пласта, м.

Vв= 1,2 0,785 0,1252 2420 = 35,62 м3

Об'єм кислотного розчину, закачуваного без тиску, визначаємо за формулою:

V1=0,785 (d2 + dв2 H1 + D2 h), м3 (2.24)

де - довжина нагнітальної лінії ( віддаль від кислотного агрегату до свердловини), м; H1 - глибина свердловини до покрівлі пласта, м; h - товщина пласта, м.

Інші позначення та їх розмірності приведені раніше.

V1 = 0,785 (0,05032 10 + 0,052 2364 + (0,1252 - 122) =4,8 м3.

Об'єм кислотного розчину, закачуваного під тиском (при закритій засувці на затрубному просторі), визначається за формулою:

V2= Wр - V1 , м3 (2.25)

V2= 7,2 - 4,8 = 4 м3

Об'єм притискуючої рідини, потрібний для витіснення всього кислотного розчину пласт, дорівнює об'єму розчину , закачуваного без тиску, тобто Vпр= V1.

2.12 Розрахунок часу роботи агрегатів

Час роботи агрегатів при проведенні ТКО визначаємо за формулою:

(2.26)

де qа - продуктивність агрегату на встановленій в підрозділі 2.10. швидкості, м3/с;

2.13 Приготування соляно-кислотного розчину

В ємність спочатку заливають розрахункову кількість води. У воду наливають інгібітор корозії і стабілізатор (оцтову, плавликову кислоту), соляну кислоту, перемішати і добавити хлористий барій, після чого знову перемішати. Для даного розчину використовують інгібітор корозії каталін - А, який є одночасно і інтенсифікатором.

За допомогою аерометра перевіряють концентрацію приготовленого кислотного розчину, якщо ця концентрація є іншою, то до неї добавляють воду або кислоту. Після чого розчин залишають на 2-3 години для осідання осаду.

Кислотний розчин можна виготовляти на базі, де зберігають кислоти і доставляють на свердловину у готовому виді, а також можна виготовляти безпосередньо біля свердловини.

2.14 Підготовчі роботи

1.1. Підняти свердловинне обладнання.

1.2. Спустити НКТ в інтервал перфорації експлуатаційної колони.

1.3. Обв'язати гирло свердловини з технікою, необхідною для проведення технологічного процесу і опресувати комунікації на тиск, що перевищує очікуваний робочий тиск у 1,5 рази.

1.4. Відновити у свердловині циркуляцію. Промити свердловину 1%-ним ним розчином ПАР у повному об'ємі.

1.5. Приготувати безпосередньо на свердловині:

- 2 м3 водного розчину нітриту натрію, для чого взяти 200 кг нітриту натрію 1,5 м3 води;

- 3,6 м розчину азотнокислого карбаміду у дизпаливі або конденсаті, для цього взяти 600 кг азотнокислого карбаміду та 3 м3 дизпалива або конденсату;

-м3 солянокислоти (1 м3 кислоти на 2 м інтервалу перфорації, але не більше 10 m), для чого на 1 m солянокислоти взяти 0,8 м3 12 %-ної соляної кислоти, 0,125 м3 40 %-ної фтористоводневої кислоти та 0,075 м3 води.

2.15 Технологія проведення ТКО

2.1. При відкритому затрубному просторі закачати у свердловину по НКТ послідовно 2 м3 водного розчину нітриту натрію, 300 л буферної рідини, дизпаливо або конденсат), 3,6 м3 розчину азотнокислого карбаміду у дизпаливі конденсаті, 300 л буферної рідини (дизпаливо або конденсат), м розчину солянокислоти.

Закачку при відкритому затрубному просторі доводити до моменту витиснення розчину нітриту натрію у затрубний простір( об'єм закачки реагентів в цей момент дорівнює об'єму НКТ плюс об'єм розчину нітриту натрію).

2.2. Після витиснення розчину нітриту натрію у затрубний простір одночасно продавити розчини нітриту натрію та азотнокислого карбаміду двома насосними агрегатами по НКТ та затрубному простору в пласт.

2.3. Закрити затрубний простір.

2.4. При закритому затрубному просторі продавити по НКТ в пласт розчини, що залишилися, продавочною рідиною (водою) в об'ємі, який перевищує об'єм НКТ в 1,2 рази.

2.5. Залишити свердловину на реагування робочих розчинів у привибійній зоні пласта протягом 0,5 години.

2.6. По закінченню часу реагування освоїти свердловину компресором та запустити її в експлуатацію.

2.7. Об'єми реагентів та послідовність проведення технологічних операцій можуть змінюватися у залежності від результатів дослідження свердловини та отримання додаткової інформації.

2.8. Під час проведення технологічного процесу користуватися правилами техніки безпеки, затвердженими на підприємствах ВАТ „Укрнафта".

2.9. Усі роботи проводити у присутності відповідальних представників Виконавця та Замовника.

В результаті проведених робіт можна зробити висновок про ефективність технології підвищення продуктивності нафтових свердловин Спаського родовища шляхом термохімічного впливу на привибійну зону пласта та рекомендувати її до впровадження на нафтових свердловинах з різноманітними пластовими тисками та пластовою температурою до 120 °С, продуктивний розріз яких представлено теригенними колекторами, та в яких зниження продуктивності пов'язано із зниженням фільтраційних властивостей привибійної зони за рахунок парафінових та асфальто-смолистих відкладів.

2.16 Заключні роботи

Після закінчення процесу нейтралізації кислотного розчину з породою проводять комплекс заключних робіт, який включає дренування пласта з метою очистки продуктів реакції і монтаж наземного обладнання і пуск свердловини в експлуатацію. Коли свердловина працюватиме на встановленоному режимі проводять комплекс дослідницьких робіт.

2.17 Визначення ефективності проведеної обробки

Дебітом свердловини після проведення ТКО визначаємо за формулою:

Q2 = Q1 К , т/добу, (2.27)

де Q1 - дебітом перед проведенням ТКО, т/добу; К - коефіцієнт збільшення приймальності свердловини після проведення ТКО.

Q2 = 6,7 2,1 =14,07 т/добу

Для визначення ефекту, очікуваного від солянокислотної обробки потрібно визначити додаткову кількість нафти, котра буде видобута за час роботи свердловини з підвищеним дебітом в розрахунку на 1 т. концентрованої кислоти.

Кількість нафти, видобутої за час роботи свердловини з підвищеним дебітом, визначається за формулою:

(2.28)

де t - час роботи свердловини з підвищеним дебітом кількість діб t=180 діб.

Видобуток нафти за цей час без обробки визначається за формулою:

(2.29)

Загальний приріст видобутку нафти, отриманий в результаті проведеної обробки, складає:

(2.30)

Середній приріст видобутку нафти внаслідок проведення обробки, що припадає на 1 т. витраченої товарної кислоти, визначається за формулою:

де М - маса витраченої товарної кислоти, т, яка визначається за формулою:

М=wk · rk ·10-3, т

де wk - об'єм товарної соляної кислоти; rk - густина товарної соляної кислоти при температурі 15 єС, яка становить 1175 кг/мі.

М=3,2 • 1110 • 10-3=3,55 т

2.18 Підбір обладнання для експлуатації свердловини після ТКО

Після проведення ТКО на свердловині залишається те саме обладнання, що було і до проведення ТКО.

Обладнання знаходиться в доброму стані і забезпечить необхідність збільшення дебіту на свердловині.

2.19 Розрахунок кількості магнію потрібного для термокислотної обробки

Розрахунок кількості магнію потрібного для термокислотної обробки визначають за формулою:

Gм=,

де Vp -- об'єм соляно-кислотного розчину в дм3, t2 -- потрібна температура соляно-кислотного розчину, t1 -- початкова температура соляно-кислотного розчину, С -- тепловіддача виданого розчину хлористого натрію в ккал, 4520 -- кількість тепла в ккал, виділеного при повній реакції 1 кг магнія.

При первинній обробці рекомендується приймати 0,8 м3 соляно-кислотного розчину на 1 м ефективної товщини пласта.

Vp = Nh м3, = 0,8 • 12 = 9,6 м3 = 96 дм3

де N=0,8 м3/м -- норма використання соляно-кислотного розчину, h -- ефективна товщина пласта в м.

із загальної кількості соляно-кислотного розчину (24 м3) 4м3 використовуються для першої фази обробки і 2,72 м3 для другої фази обробки при вибійної зони.

Концентрація соляно-кислотного розчину після розчину магнію.

де Х1 і Х2 -- відповідно початкова і кінцева концентрація соляно-кислотного розчину в %, А -- числовий коефіцієнт, який при концентрації кислот до 12% 218; Gм -- кількість магнію в кг, Vp -- об'єм 15-%ного соляно-кислотного розчину в м3. підставивши дані отримаємо X2=0,0032.

Приймаємо потрібну концентрацію соляно-кислотного розчину =12%

Кількість магнію, потрібно для зниження концентрації кислотного розчину з 15-12%

Gm=239,76 кг,

де А1 = 218 і А2 = 214 -- числові коефіцієнти відповідно для кислої початкової і кінцевої концентрації соляно-кислотного розчину.

Таким чином, для проведення термокислотної обробки необхідно мати (25,8)кг магнію. При цьому кінцева температура соляно-кислотного розчину єС

2.20 Розрахунок реактивного наконечника

При розрахунку реактивного наконечника визначаємо його довжину і діаметр. Діаметр реактивного наконечника приймаємо максимально можливим для спуску його в експлуатаційну колону. В експлуатаційну колону діаметром 146 мм (внутрішній діаметр 122 мм) можна пускати реактивний наконечник із труб умовного діаметру 89 мм, внутрішнім діаметр яких рівний 76 мм.

Довжина реактивної камери наконечника позначається по залежності:

де Gm -- вага (сила тяжіння) запускаю чого в наконечник магнія в кг., qm -- вага 1м пучка прутків магнія в кг:

де V -- об'єм прутків, запущеного в 1м труби умовного діаметру 89 мм; г -- вилучена вага технічного магнію (приймаємо г=1,77 кг/дм3).

V=0,785d2nh1•1м3,

де dn -- діаметр прутка магнія в метрах, h1 -- число прутків розміщених по діаметру реактивного наконечника.

n1=ц•n,

де ц -- коефіцієнт, застосований для зниження гідравлічних опорів при прокачці соляно-кислотного розчину в початковий період (ц=0,75-0,80: приймаємо ц=0,75); n -- число прутків, яке можна розмістити по діаметру реактивного наконечника.

n=n`+n``

Послідовно в другому ряду розмістити прутків більше неможна. Можна розмістити тільки один пруток по центру камери.

;

n=8+1=9 прутків

n1=0,75•9=7 прутків

V=0,785 • 0,022 • 7 • 1 = 0,002198 м3;

qm=0,002198 • 1,77 = 0,00389т = 3,89кг

Загальна довжина реактивного наконечника:

1=11+12 м,

геологічний свердловина термокислотний

де 12=4,05м -- довжина нижньої камери реактивного наконечника.

Підставивши в попередню формулу дані отримаємо:

1=61,63+4,05=65,68 м.

Размещено на Allbest.ru

...